Охлаждение жидкой фазы из-за выделения ПНГ (процесс, аналогичный дроссельному эффекту Джоуля-Томсона).
Лекции 4 и 5
Скважинные асфальтосмолопарафиновые отложения – причины образования, методы количественной диагностики, предупреждения и удаления
Источники:
Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: Учебник для вузов. - Стереотипное издание. Перепечатка со второго издания 1979. - М.: Альянс, 2014. - 320 с.
Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. - М.: Недра, 1975, 216 с.
Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа: Учеб. пособие И 13 / Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н., Иванов А.И., Кононов В.М. - М.: Изд-во МГОУ, 2005. - 243 с.
Галикеев И.А., Насыров В.А., Насыров А.М. Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях. - Ижевск: «Парацельс Принт», 2015. - 354 с.
Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 295 с.
АСПО представляют собой темно-коричневую или черную пластичную мазеобразную массу. Они содержат преимущественно органический материал, практически не растворяющийся повторно и не диспергирующийся в сырой нефти в условиях ее добычи и транспортировки. АСПО в основном представлены следующими компонентами: 40…60 % твердого парафина, менее 10% микрокристаллического парафина, 10…56 % смол и асфальтенов, воды, песка, неорганических солей и продуктов коррозии.
При нормальной температуре твердыми веществами, содержащимися в нефти, являются асфальтены и предельные углеводороды – нормальные алканы (парафины) – начиная с гексадекана (С16) и выше, а также церезины – нафтеновые углеводороды (цикланы, циклопарафины), содержащие в молекулах боковые цепи как нормального, так и изостроения с преобладанием последних. Церезины состоят из более мелких кристаллов, чем парафины, и химически менее стойки.
|
|
|
Асфальтены аморфные твердые вещества коричневого и черно-коричневого цвета с температурой плавления и кипения выше начала разложения – 300 °С. Имеют молярную массу 800-6000 г/моль, содержатся в нефти до 5,0 массовых % и имеют следующий состав:
- углерода – 72-86 %
- водорода – 7-8 % (меньше, чем в составе нефти)
- гетероатомы серы – до 8 %
- азота – до 2 %
- кислорода – до 4,5 %.
Асфальтены в составе нефти всегда находятся в виде твердых частиц, поэтому ученые из ТатНИПИнефть рассматривают нефть как дисперсно-коллоидную систему, в которой истинные углеводороды (пентан, гексан, декан и т.д.) играют роль дисперсионной среды, а асфальтены являются дисперсной фазой.
Парафины выделяются из нефти, если ее температура опускается ниже температуры насыщения нефти парафином (температура кристаллизации парафина в нефти). Эту температуру определяют фотометрическим методом – путем пропускания через нефть светового потока и одновременного понижения температуры нефти. Твердые кристаллы парафины не пропускают света, энергия светового потока снижается, что и улавливает фотоприемник.
|
|
|
Давление и температура по стволу скважины до насоса и после него – уже внутри колонны НКТ меняются так, как изображено на рисунке 1.
В точке 2 давление значительно повышается и, как правило, становится выше давления насыщения нефти газм (Рнас), поэтому на участке 2-3 давление линейно снижается до Рнас, а температура снижается параллельно линии геотермы. В точке 3начинает выделяться из нефти попутный нефтяной газ, плотность газожидкостной смеси (ГЖС) снижается, поэтому давление снижается меньшим темпом. Одновременно растет и скорость подъема смеси жидкой фазы и газов сразу по двум причинам:
- пузырьки газа начинают занимать значительный объем внутри колонны НКТ;
- проходное сечение колонны труб сужается из-за формирования асфальтосмолопарафиновых отложений.
В точке 6 происходит снижение температуры ГЖС из-за выделения ПНГ. Данный эффект охлаждения потока нефти описан в работе Г.С.Лутошкина.
1-2 – повышение давления рабочими колесам насоса;
|
|
|
2-3 – зона водонефтяной эмульсии без газа;
4-5 – температура скважинной продукции повышается благодаря работе погружного электродвигателя и центробежного насоса;
5-6 – температура снижается параллельно геотерме;
охлаждение жидкой фазы из-за выделения ПНГ (процесс, аналогичный дроссельному эффекту Джоуля-Томсона).
Рисунок 1 – Изменение давления и температуры по глубине колонны лифтовых труб, в зоне насоса и ниже него
Асфальтосмолопарафиновые отложения образуются из-за снижения температуры нефти, поэтому они могут появиться в виде свободно витающих кристаллов или в виде твердо-пластичных отложений в любой части системы «пласт-скважина-насос-устье скважины». А газогидраты формируются при снижении температуры или повышении давления. Поэтому появление газогидратов или их отсутствие выше точки 6 надо считать по методике Д.Л.Катца, описанная в книге Ю.Ф.Макогона.
Температуру потока нефти можно определить по формуле Г.З.Ибрагимова, приведенной в источнике [1, стр. 192]:
Рисунок 2 – Определение глубины фрмипрования АСПО в колонне НКТ
Температура кристаллизации парафина (ТКП) в скважинных условиях определяется по приближенной формуле Г.Ф.Требина:
|
|
|
(1)
где:
Ткрсеп – температура кристаллизации сепарированной нефти без ПНГ;
Р – давление скважинной нефти, МПа;
Гн – содержание растворенного газа в нефти, м3/м3.
Приведенный расчет по формуле 1 показывает, что ТКП в скважинных условиях может быть меньше, чем для нефти без газа. Благодаря наличию ПНГ растворимость парафинов в нефти растет, так как нефть становится более легкой и подвижной. Движение компонентов нефти с минимальной молекулярной массой не дает возможности образовываться длинным парафиновым цепочкам и структурам.
Формирование АСПО в насосном оборудовании и колонне лифтовых труб приводит к следующим отрицательным последствиям:
1. Происходит сужение проходного сечения колонны лифтовых труб, в связи с этим повышаются потери давления на трения по формуле Дарси-Вейсбаха, а значит и давление в начале колонны лифтовых труб или на выкиде глубинного насоса.
2. В суженной колонне НКТ меняется режим движения скважинной продукции, он становится более турбулентным, а это приводит к более интенсивному перемешиванию нефти, воды и пузырьков ПНГ. Образуется устойчивая водо-нефтяная эмульсия из-за повышения дисперсности состава и роста площади межфазной поверхности нефти и воды. Вязкость эмульсии растет, а значит, и растут потери давления на трение – уже повторно.
Появление АСПО на стенках колонны НКТ имеет одну положительную сторону – отложения имеют в отличие от стали НКТ малое значение теплопроводности, поэтому процесс теплопередачи от лифтируемой жидкости замедляется, и на устье скважины эмульсия приходит с большей температурой. Это явление было использовано в изобретении №
Дата добавления: 2022-06-11; просмотров: 24; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!